PROPUESTA DE UNA METODOLOGÍA PARA LA IMPLANTACIÓN DE PARQUES EÓLICOS OFFSHORE

(1)

UNIVERSIDAD POLITÉCNICA DE MADRID

E.T.S. INGENIEROS DE CAMINOS, CANALES Y PUERTOS

PROPUESTA DE UNA METODOLOGÍA PARA LA IMPLANTACIÓN DE PARQUES EÓLICOS OFFSHORE

TESIS DOCTORAL

Autor: María Dolores Esteban Pérez Ingeniero de Caminos, Canales y Puertos

Año 2009

(2)

(3)

DEPARTAMENTO DE ORDENACIÓN DEL TERRITORIO, URBANISMO Y MEDIO AMBIENTE

E.T.S. INGENIEROS DE CAMINOS, CANALES Y PUERTOS

PROPUESTA DE UNA METODOLOGÍA PARA LA IMPLANTACIÓN DE PARQUES EÓLICOS OFFSHORE

Autor: María Dolores Esteban Pérez

Ingeniero de Caminos, Canales y Puertos Director: D. José Javier Diez González

Doctor Ingeniero de Caminos, Canales y Puertos Codirector: D. José Santos López Gutiérrez

Doctor Ingeniero de Caminos, Canales y Puertos

Año 2009

(4)

(5)

TESIS DOCTORAL

PROPUESTA DE UNA METODOLOGÍA PARA LA IMPLANTACIÓN DE PARQUES EÓLICOS OFFSHORE

Autor: María Dolores Esteban Pérez

Ingeniero de Caminos, Canales y Puertos Director: D. José Javier Diez González

Doctor Ingeniero de Caminos, Canales y Puertos Codirector: D. José Santos López Gutiérrez

Doctor Ingeniero de Caminos, Canales y Puertos

TRIBUNAL CALIFICADOR

Presidente:

Secretario:

Vocal:

Acuerda otorgarle la calificación de

Madrid, de de 2.009

(6)

(7)

A mis padres, Lola y Antonio A mis hermanos, Antonio y Ángela A José

(8)

(9)

Agradecimientos

Y llegado el final de esta Tesis Doctoral, de manera instintiva, sin saberlo, sin buscarlo, no puedo dejar de concluirla sin el recuerdo y agradecimiento a cuantas personas la han hecho posible. Sin su apoyo y ayuda nunca lo hubiera logrado.

Son tantas las personas que me han brindado su cariño y apoyo, además de su inestimable ayuda, que a la hora de plasmar estar líneas veo como su obligada cita, junto a la brevedad de síntesis necesaria, se ha convertido en una de las tareas más arduas.

Gracias a mis directores de Tesis, J. Javier Diez y José S. López. Habéis creído en mí y sentiría no haber estado, en este trabajo, a la altura de las expectativas que os merecéis. Sin vuestra sincera e inestimable ayuda no hubiera sido posible. Y no menos importante es vuestro empuje; me habéis hecho ilusionarme con nuevos proyectos, haciéndome ver que esto no termina aquí.

Gracias a Miguel Aguiló, José Román Wilhelmi, Vicente Negro y Beatriz Galán. Me habéis ayudado con vuestros conocimientos técnicos, en la discusión general y en dar una profundidad a la Tesis que sin vosotros no hubiera sido posible. Además aprovecho para deciros que me gustaría seguir contando con vosotros para continuar ampliando mis conocimientos.

Gracias a mis padres. Sin vosotros no estaría aquí ni podría gozar de tantos y tantos amigos. Habéis sido mi guía y me habéis acostumbrado, con vuestro ejemplo, a trabajar y esforzarme. Gracias a mis hermanos, Antonio y Ángela, por vuestro cariño, que es el mío. Gracias José, por tu apoyo. Por haber estado a mi lado cada día y por haberme permitido y dado tanta dedicación.

(10)

Gracias a mis amigos y compañeros. Habéis estado a mi lado, escuchándome, creyendo en mí, animándome, sin importaros que tuviéramos que aplazar planes y compromisos. Gracias a todos vosotros, tan numerosos que no me es posible nombraros. Vosotros lo sabéis y me basta.

Y como no quiero dejarme a nadie, gracias a todas aquellas personas que habéis formado, de alguna manera, parte de mi vida. Y gracias a la vida y a todas las personas que me han hecho y me hacen feliz todos los días.

Y gracias a quienes me habéis visto soñar y no me habéis despertado. Por favor, seguid así, quiero vivir en mi sueño.

(11)

ÍNDICE GENERAL

Resumen Abstract

ulos Índice por capít

Lista de figuras Lista de tablas

Capítulo 1. Introducción, objetivos, metodología de la investigación y estructura del documento

Capítulo 2. Historia y estado actual del aprovechamiento de la energía eólica

Capítulo 3. Factores condicionantes para la implantación de un parque eólico offshore

Capítulo 4. Propuesta metodológica para la implantación de parques eólicos offshore

Capítulo 5. Comprobación de la metodología propuesta

uevas líneas de investigación Capítulo 6. Resumen, conclusiones y n

apítulo 7. Referencias bibliográficas C

I

(12)

(13)

Resumen

A comienzos del año 2.009 existían tan solo unos 1.500 megavatios eólicos instalados en el mar (en adelante offshore) y, aunque la primera instalación de este tipo data del año 1.990, la mayor parte de éstas no han sido más que proyectos experimentales. Lo anterior confirma lo incipiente del aprovechamiento de la energía del viento en el mar, en un momento en el que por fin parece haberse producido el boom en este campo. A la cabeza del actual desarrollo están países como Reino Unido, Dinamarca, Holanda, Suecia y Alemania, seguidos de lejos por un numeroso grupo, dentro del cual puede considerarse

ncuadrado España.

e

La situación presente mencionada y, en general, los compromisos adquiridos con el fin de reducir las emisiones de gases de efecto invernadero permiten aventurar un prometedor futuro para las instalaciones eólicas offshore. No obstante, no se ha llegado a establecer

ún una estrategia de implantación y gestión definida para este tipo de proyectos.

a

Con este motivo surge el presente trabajo de investigación, que consiste en la elaboración de una metodología que permita la optimización del proceso global de las operaciones conducentes a la implantación de instalaciones eólicas offshore, estableciendo de este modo las bases conceptuales para el posterior desarrollo de herramientas de gestión de

ste tipo de instalaciones dentro de un marco de desarrollo sostenible.

e

Parte este trabajo de la exposición y análisis del estado del arte acerca de la disponibilidad y aprovechamiento de la energía eólica en general y de la offshore en particular, para continuar con la elaboración, en dos fases, de la metodología anteriormente mencionada.

La primera fase consiste en la identificación de los diferentes factores que se han de tener en cuenta durante el desarrollo de un proyecto de este tipo, y que son: el territorio, el terreno, las propiedades físico químicas de la atmósfera y el océano, el viento, el oleaje, las corrientes, el nivel del mar, la geodinámica interna y externa, la biocenosis, el marco regulatorio, las actividades humanas, los aerogeneradores, las torres meteorológicas, la onexión eléctrica, las cimentaciones de los componentes de la instalación, la logística y la

III

c

(14)

rentabilidad económica. Asimismo, corresponde a esta primera fase la determinación de la posible influencia y del grado de incidencia de cada uno de dichos factores en el diseño de la instalación. La segunda fase consiste en la propia elaboración de la metodología a partir

e las bases expuestas en la fase previa.

d

La metodología propuesta en este documento permite, según se puede considerar comprobado en este trabajo, la planificación y el diseño de proyectos eólicos offshore siguiendo una línea de gestión integral, de manera que no sólo se consideren los aspectos técnicos y de rentabilidad económica y gestión de la instalación, sino también su

ompatibilidad con el medio ambiente.

c

Los resultados obtenidos señalan, entre otros aspectos, la importancia de todo tipo de apoyos públicos en estos proyectos, la necesidad de adoptar una política de gestión integral en la que se tengan en cuenta de una manera global todos los factores que influyan de alguna manera en el proyecto y la incidencia que éstos pueden tener no sólo en la rentabilidad económica de la instalación sino también en el medioambiente. Además, se ha podido verificar que la elevada confidencialidad en el manejo de la información asociada a los proyectos existentes no consigue sino retrasar y poner trabas al aprendizaje y a los avances del conocimiento en este campo.

IV

(15)

Abstract

At the beginning of 2009, there were only 1500 wind megawatts installed in the sea.

Although the first offshore wind farm experiment took place in 1990, the facilities built up to now have mainly been pilot projects. The previous statements confirm the incipient of offshore wind power. At this moment, the boom of offshore wind energy finally seems to have happened. At the top of current offshore wind energy development are the United Kingdom, Denmark, Holland, Sweden, and Germany; those countries are followed at a

istance by others, like Spain.

d

The current offshore wind power situation before mentioned and the general commitments made to reduce the emission of greenhouses gases lead to predict a promising future for offshore wind power. Nevertheless, a defined strategy of

mplantation and management has still not been established for this type of projects.

i

The previous assertion is the original cause of this scientific research work, which consists of the elaboration of a methodology that enables the optimization of the global process of the operations leading to the implantation of offshore wind facilities, thus laying down sufficient and contrasted theoretical bases for the later development of some management

ools of offshore wind technology inside a frame of sustainable development.

t

This research begins with the exhibition and analysis of the state of the art of the wind power in general and especially of offshore wind power. It continues with the establishment of a methodology for the implantation of offshore wind farms. This methodology is divided in two phases. The first consists of the identification of the different factors to be considered in the development of an offshore wind project: the territory, the terrain, the physical‐chemical properties of the contact area between the atmosphere and the ocean, the wind, the waves, the currents, the sea level, the external geodynamics, the internal geodynamics, the biokenosis, the legislative and financial framework, human activities, the wind turbines, the met masts, the electrical connection, the foundations of the different components of the facility, the logistics and the financial profitability of the project. This first phase also includes the determination of the possible nfluence and the degree of the impact of each one of the above mentioned factors in the

V

i

(16)

design of the offshore wind facility. The second phase consists of the elaboration of the ethodology from the results of the first phase.

m

It has been verified in this document that the proposed methodology allows the planning of offshore wind projects according to an integral management policy, enabling not only technical and financial feasibility of the offshore wind project to be achieved, but also

espect for the environment.

r

The results of this research indicate, among other aspects, the significance of all kinds of public support in these projects, and the necessity of following an integral management policy taking into account all the factors in a global way because this has a high influence not only on the financial profitability of the facility, but also on the compatibility with the environment. In addition to this, the high confidentiality regarding the use of information of offshore wind farm projects makes learning and advancing the knowledge in this field

low.

s

VI

(17)

ÍNDICE POR CAPÍTULOS

VII

(18)

Capítulo 1

INTRODUCCIÓN, OBJETIVOS,

METODOLOGÍA DE LA INVESTIGACIÓN Y ESTRUCTURA DEL DOCUMENTO

1. INTRODUCCIÓN 2

2. OBJETIVOS 6

AJO

3. METODOLOGÍA Y PLAN DE TRAB 7

4. ESTRUCTURA DEL DOCUMENTO 9

VIII

(19)

Capítulo 2

HISTORIA Y ESTADO ACTUAL DEL APROVECHAMIENTO DE LA ENERGÍA EÓLICA

1. INTRODUCCIÓN 5

2. ANTECEDENTES HISTÓRICOS: EVOLUCIÓN DEL APROVECHAMIENTO DE LA ENERGÍA EÓLICA HASTA LA CRISIS DEL PETRÓLEO DE 1.973 10 3. EVOLUCIÓN DEL APROVECHAMIENTO DE LA ENERGÍA EÓLICA DESDE LA CRISIS DEL PETRÓLEO DE 1.973 HASTA LA ACTUALIDAD 31

4. INSTALACIONES EÓLICAS OFFSHORE 51

IX

(20)

Capítulo 3

FACTORES CONDICIONANTES PARA LA IMPLANTACIÓN DE UN PARQUE EÓLICO OFFSHORE

1. INTRODUCCIÓN 8

2. FACTORES EXTRÍNSECOS 10

ATURALES

2.1. FACTORES N 10

o

2.1.1. Territori 10

2.1.2. Terreno 12

2.1.3. Fluidosfera 19

2.1.3.1. Atmósfera 20

2.1.3.2. Hidrosfera 23

2.1.4. Máquina térmica 27

2.1.5. Geodinámica externa 37

2.1.6. Geodinámica interna 43

lanetaria (dinámica gravitatoria)

2.1.7. Dinámica p 47

2.1.8. Biocenosis 52

2.2. FACTORES SOCIOECONÓMICOS 61

2.2.1. Marco legislativo y financiero 61

2.2.2. Actividades humanas: sus espacios e infraestructuras 66 nes anexas

2.2.2.1. Navegación marítima. Rutas de navegación e instalacio 67 áuticas de recreo

2.2.2.2. Actividades militares, pesqueras y n 73

2.2.2.3. Explotaciones de petróleo y de gas 76

nergéticas y de comunicaciones

2.2.2.4. Otras actividades e 78

2.2.2.5. Navegación aérea 80

mientos humanos y vías de comunicación

2.2.2.6. Asenta 82

2.2.2.7. Pecios 88

S

3. FACTORES INTRÍNSECO 91

3.1. AEROGENERADORES 91

CAS

X

3.2. TORRES METEOROLÓGI 98

3.3. CONEXIÓN ELÉCTRICA 101

(21)

3.4. CIMENTACIONES 111 MPUESTOS

4. FACTORES CO 123

4.1. LOGÍSTICA 123

4.2. EVALUACIÓN ECONÓMICA 135

XI

(22)

Capítulo 4

PROPUESTA METODOLÓGICA PARA LA

IMPLANTACIÓN DE PARQUES EÓLICOS OFFSHORE

1. INTRODUCCIÓN 9

2. ANÁLISIS DE ALTERNATIVAS 10

2.1. GENERACIÓN DE AL 11

rio

TERNATIVAS

2.1.1. Marco regulato 11

ico

2.1.2. Recurso eól 17

2.1.3. Batimetría 21

ra eléctrica existente

2.1.4. Capacidad de evacuación de la infraestructu 23 ativas

2.1.5. Resultado de la generación de altern 25

2.2. VIABILIDAD DE LAS ALTERNATIVAS 28

2.2.1. Poligonal de la instalación y pasillo de evacuación 30 en la generación de alternativas

2.2.1.1. Aspectos valorados 31

2.2.1.2. Distancia a la costa 33

des humanas

2.2.1.3. Activida 36

2.2.1.4. Paisaje 38

instalación?

2.2.2. ¿Incompatibilidad entre entorno e 39

2.2.2.1. Fenómenos naturales de riesgo 40

‐químicas de la atmósfera

2.2.2.2. Recurso eólico y características físico 42 ción general del sustrato

2.2.2.3. Caracteriza 45

2.2.2.4. Biocenosis 48

racterísticas físico químicas del océano

2.2.2.5. Dinámica oceánica y ca 53

2.2.3. Configuración en planta 67

2.2.3.1. Condicionantes ya analizados 69

2.2.3.2. Componentes del parque eólico 70

ta

2.2.3.3. Diseño de la configuración en plan 77

ica

2.2.4. Análisis de rentabilidad económ 80

2.2.4.1. Datos previos para el dossier 80

XII

(23)

2.2.4.2. Viabilidad económica de la alternativa 82

2.3. TOMA DE DECISIÓN 84

3. DISEÑO DE LA INSTALACIÓN EÓLICA OFFSHORE 85

3.1. MEJORA DE LAS CARACTERIZACIONES DE: TERRENO, CLIMA MARÍTIMO Y

RECURSO EÓLICO 86

3.1.1. Mejora de la pre‐caracterización del terreno 86

3.1.2. Mejora de la pre‐caracterización del clima marítimo 91 ón del recurso eólico

3.1.2. Mejora de la pre‐caracterizaci 94

LACIÓN

3.2. IMPACTO DE LA INSTA 96

LE

3.3. DISEÑO DE DETAL 104

3.3.1. Diseño eléctrico 105

3.3.2. Bases de diseño 108

3.3.3. Selección de cimentaciones 109

3.3.4. Diseño estructural de detalle 112

ctos del proyecto

3.3.5. Otros aspe 116

3.3.5.1. Detalles 116

3.3.5.2. Logística 116

3.4. COMPROBACIÓN DE LA RENTABILIDAD DE LA INSTALACIÓN 119

XIII

(24)

Capítulo 5

COMPROBACIÓN DE LA METODOLOGÍA PROPUESTA

1. INTRODUCCIÓN 7

DE ALTERNATIVAS

2. FASE DE GENERACIÓN 8

ON BANK”

2.1. “THORNT 8

2.2. “BURBO” 14

2.3. “LONDON ARRAY” 19

ERNATIVAS

2.4. CONCLUSIONES DE LA FASE DE GENERACIÓN DE ALT 21 VIABILIDAD DE ALTERNATIVAS

3. FASE DE ANÁLISIS DE 22

3.1. “THORNTON BANK” 22

3.1.1. Poligonal y pasillo de evacuación 22

3.1.2. ¿Incompatibilidad entre entorno e instalación? 30

dad económica

3.1.4. Análisis de rentabili 43

3.2. “EGMOND AAN ZEE” 44

ntabilidad económica

3.2.4. Análisis de re 58

3.3. “HORNS REV” 59

n

3.3.4. Análisis de rentabilidad eco ómica 70

3.4. CONCLUSIONES DE LA FASE DE ANÁLISIS DE VIABILIDAD DE

ALTERNATIVAS 71

INSTALACIÓN

4. FASE DE DISEÑO DE LA 71

.1. “THORNTON BANK” 71

XIV

4

(25)

4.1.1. Mejora de las pre‐caracterizaciones del terreno, clima marítimo y recurso

eólico 71

alación

4.1.2. Impacto de la inst 74

4.1.3. Diseño de detalle 76

rentabilidad

4.1.4. Comprobación de la 81

4.2. “MIDDELGRUNDEN” 81

eólico 81

alación

ión de la rentabilidad

4.2.4. Comprobac 87

4.3. “BEATRICE” 88

eólico 89

alación

4.3.4. Comprobación de la rentabilidad 98

DE LA INSTALACIÓN

4.4. CONCLUSIONES DE LA FASE DE DISEÑO 99

5. CONCLUSIONES DE LA COMPROBACIÓN 99

XV

(26)

Capítulo 6

RESUMEN, CONCLUSIONES Y NUEVAS LÍNEAS DE INVESTIGACIÓN

1. RESUMEN 3

2. CONCLUSIONES 5

2.1. RELATIVAS AL CAPÍTULO 2 5

STIGACIÓN

3. APORTACIONES PROPIAS DE LA INVE 11

4. NUEVAS LÍNEAS DE INVESTIGACIÓN 12

XVI

(27)

Capítulo 7

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS

1. CAPÍTULO 1 3

2. CAPÍTULO 2 5

3. CAPÍTULO 3 13

4. CAPÍTULO 4 26

5. CAPÍTULO 5 34

XVII

(28)

(29)

LISTA DE FIGURAS

XIX

(30)

Capítulo 2

ÍNDICE DE FIGURAS

Fig. 1. Ilustración del dios Eolo 5

Fig. 2. Esquema de un parque eólico 7

ipcia

Fig. 3. Grabado de una embarcación eg 11

Alejandría

Fig. 4. Molino de Herón de 12

ción

Fig. 5. Ruedas de ora 14

Fig. 6. “Panémonas” 14

Fig. 7. Molino persa 15

Fig. 8. Molino de viento en Holanda 18

os

Fig. 9. Don Quijote De la Mancha frente a los molin 18 o (Ciudad Real)

Fig. 10. Molino de viento mancheg 19

Fig. 11. Molino de viento en Cádiz 19

a

Fig. 12. Molino de viento en Cartagen 19

ano

Fig. 13. Molino multipala americ 20

Fig. 14. Turbina de Poul la Cour 21

Fig. 15. Aerogenerador de Brush 21

e 75 MW y 120 MW

Fig. 16. Turbinas eólicas Honnef d 23

Fig. 17. Aerogenerador Savonius 24

Jacobs de 1 kW

Fig. 18. Aerogenerador 25

Fig. 19. Rotor Darrieux 26

1,25 MW

Fig. 20. Aerogenerador Smith‐Putnam de 27

Fig. 21. Aerogenerador de Percy Thomas 27

kW

Fig. 22. Aerogenerador de Gedser de 200 28

Romaní

Fig. 23. Aerogenerador de Best‐ 29

Fig. 24. Aerogenerador Neyrpíc 30

Fig. 25. Variación del precio del barril de petróleo 32 arifa

Fig. 26. Aerogenerador de 100 kW instalado en T 33

Villano

XX

Fig. 27. Aerogenerador de 1 MW de Cabo 33

Fig. 28. Objetivos del Protocolo de Kioto 35

(31)

Fig. 29. Evolución de la potencia instalada en España e 38 radores

n los últimos años

Fig. 30. Evolución del tamaño de los aerogene 39

Fig. 31. Esquema de un aerogenerador actual 40

dial

Fig. 32. Potencia eólica instalada acumulada a nivel mun 41 Fig. 33. Potencia instalada anualmente a nivel mundial 41

Fig. 34. Potencia anual instalada por regiones 41

e instalada en el año 2.007 Fig. 35. Países con más potencia instalada acumulada 42 Fig. 36. Distribución de potencia instalada en Europa 43 Fig. 37. Distribución de potencia instalada en América 44 Fig. 38. Distribución de potencia instalada en Asia y en el Pacífico 45 Fig. 39. Distribución de potencia instalada en África y Medio Este 46 Fig. 40. Consumo de energía eléctrica mundial en el año 2.007 y previsto para el

2.030 48

Fig. 41. Teoría sobre la evolución de la energía eólica instalada entre los años 2.008

y 2.012 49

ía eólic

Fig. 42. Demanda de electricidad y potencial de energ a en Europa 52 lico offsh

Fig. 43. Porcentaje de los costes en un parque eó ore 53 s de 2.005

Fig. 44. Reparto por países de la potencia eólica offshore a finale 56 finales del año 2.008

Fig. 45. Potencia eólica marina instalada a 56

Fig. 46. Parque eólico “Utgrunden” 60

nden”

Fig. 47. Parque eólico “Middelgru 60

Fig. 48. Parque eólico Horns Rev 60

“Prince

Fig. 49. Parque eólico “Q7”, denominado posteriormente sa Amalia” 61 offshore

Fig. 50. Estimación del crecimiento de la potencia eólica instalada 62 instala

Fig. 51. Estimación del crecimiento de la potencia eólica offshore da 62 Fig. 52. Zonas con posibilidades para instalar parques eólicos offshore en España y

Portugal 63

Fig. 53. Parque eólico “Beatrice” con aerogeneradores de 5 MW 64

XXI

(32)

Capítulo 3

ÍNDICE DE FIGURAS

o offshore

Fig. 1. Factores con influencia en el diseño de un parque eólic 9 n el perfilador de fondos

Fig. 2. Capas del suelo obtenidas co 13

deo

Fig. 3. Caja con testigos de son 13

Fig. 4. Relieve de los océanos 15

Fig. 5. Profundidades de los océanos 15

a a escala paneuropea

Fig. 6. Topografía y batimetrí 16

Fig. 7. Batimetría en 2D y 3D 16

itud

Fig. 8. Variación de la temperatura en la atmósfera, en función de la alt 21 Va resión en la atmósfera, en función de la altitud

Fig. 9. riación de la p 21

Fig. 10. Diagrama T‐S 24

Fig. 11. Gráfico temperatura – profundidad. Latitudes templadas 25 Fig. 12. Influencia de la temperatura y la salinidad en la densidad 26

Hadley

Fig. 13. Teoría de la circulación global atmosférica propuesta por 28 Fig. 14. Teoría de la circulación atmosférica global de tres células 29

del viento

Fig. 15. Perfil vertical del módulo del vector velocidad media 30 arinas

Fig. 16. Esquema del perfil vertical de las corrientes m 34 Fig. 17. Esquema general de las corrientes oceánicas 35

cal Fig. 18. Efecto de los esfuerzos horizontales del oleaje sobre cilindro verti 38 Fig. 19. Efecto de un parque eólico situado en Placer de Meca en el oleaje 39 Fig. 20. Perfil de equilibrio y sus modificaciones estacionales 40 Fig. 21. Esquema de las placas tectónicas. Zonas con actividad sísmica 44

Fig. 22. Maremoto o tsunami 46

d

Fig. 23. Evaluación iaria de la marea 48

Fig. 24. Diferentes tipos de marea de acuerdo a sus componentes ina

predom ntes 50

Fig. 25. Líneas cotidales 51

e marea de acuerdo al rango de las mareas vivas

XXII

Fig. 26. Diferentes tipos d 51

Fig. 27. Seres bentónicos 53

(33)

XXI

Fig. 56. Pecio: resto de un avión acciden 89

Fig. 57. Resto de la muralla de Dvaraka 89

II

Fig. 28. Seres planctónicos 53

Fig. 29. Seres nectónicos 53

Fig. 30. Rutas migratorias 54

Fig. 31. Salvapájaros en espiral en línea eléctrica 54 Fig. 32. Plataforma FINO 1, localizada en aguas alemanas 64

a conexión eléctrica en Alemania

Fig. 33. Esquema de reparto de costes de l 65

Fig. 34. Rutas de navegación en el mundo 67

añolas

Fig. 35. Registros visuales de oleaje en las costas esp 68 Fig. 36. Rutas marítimas en el Estrecho de Gibraltar 68 Fig. 37. Esquema de maniobra de entrada a un puerto 69 Fig. 38. Balizamiento visual de los aerogeneradores en Yttre Stengrund y North

Hoyle 70

Fig. 39. Obras de ampliación del Puerto de Gijón 71 n del puerto de Gijón

Fig. 40. Detalle de las obras de la ampliació 72

Fig. 41. Jack‐up en el puerto de Rotterdam 73

Fig. 42. Influencia en antenas de comunicaciones militares 74

Fig. 43. Influencia de los aerogeneradores en los radares militares 74 uicultura (Salobreña)

Fig. 44. Vista aérea de una instalación de ac 75

mejillones

Fig. 45. Batea para el cultivo de 75

Fig. 46. Plataforma petrolífera 77

lateral

Fig. 47. Conducción bajo el mar. Imagen de sonar de barrido 77 Fig. 48. Pelamis (aprovechamiento de la energía del oleaje) 79

ridad pa érea

Fig. 49. Disposición de la baliza de segu ra la navegación a 81 offshore

Fig. 50. Simulación de parques eólicos a 8 km de la costa 84

i de la c

Fig. 51. Simulación de parques eól cos offshore a 18 km osta 84 Fig. 52. Influencia paisajística de un parque eólico offshore en una playa de

ra

Inglater 85

por un aerogenerador

Fig. 53. Impacto acústico producido 86

Fig. 54. Pecio: resto de un naufragio 88

Fig. 55. Pecio: cajones hundidos por fallo en la construcción del puerto de a

Barcelon 88

tado

(34)

Fig. 58. Tesoros sumergidos de Egipto 89

Fig. 59. Aerogeneradores instalados en el mar 91

Fig. 60. Detalle de la corrosión en la torre de un aerogenerador 93 Fig. 61. Aerogeneradores de Repower de 5 MW en el parque eólico “Beatrice” 94

d 9

Fig. 62. Curva de potencia el aerogenerador de Repower de 5 MW 5 Fig. 63. Esquema teórico de orientación de filas y columnas con valores

ivo

orientat s 96

aerogenerador

Fig. 64. Efecto de estela de un 97

Fig. 65. Torre meteorológica 99

Fig. 66. Esquema de la conexión eléctrica de un parque eólico offshore 102 Fig. 67. Esquema de la conexión de un parque eólico marino con subestación

offshore 102

Fig. 68. Esquema de conexión eléctrica en corriente continua de un parque

eólico 104

que

Fig. 69. Cableado interno del par 106

Fig. 70. Detalle de cable marino 106

s aerogeneradores

Fig. 71. Salidas del cableado de media tensión de lo 107

stalació o

Fig. 72. Detalle de in n de cable submarin 109

ondon Array”

Fig. 73. Subestación offshore de “L 109

Fig. 74. Cimentación de gravedad 112

ote

Fig. 75. Cimentación tipo monopil 114

trípode

Fig. 76. Cimentación tipo 115

Fig. 77. Cimentación tipo jacket 116

Fig. 78. Distintos proyectos de investigación de estructuras flotantes 118 Fig. 79. Categorías generales de estructuras flotantes según el modo de lograr la

ad

estabilid 119

de las estructuras flotantes

Fig. 80. Triángulo de estabilidad 119

idas

Fig. 81. Cimentaciones híbr 121

Fig. 82. Pieza de transición 122

Fig. 83. Acopio de monopilotes en una explanada del puerto 124 e gravedad en el muelle del puerto

Fig. 84. Acopio de cimentaciones d 124

Fig. 85. Ejemplo de multicontrato 125

XXIV

(35)

Fig. 86. Transporte e instalación de la cimentación de gravedad en “Thornton

Bank” 127

Fig. 87. Preparación del terreno en el parque eólico “Thornton Bank” 128 Fig. 88. Relleno de la cimentación de gravedad en el parque eólico “Thornton

Bank” 129

Fig. 89. Transporte en barco, a la izquierda, y transporte mediante remolque, a ha

la derec 129

ediante martillo neumático

Fig. 90. Monopilote instalado m 130

Fig. 91. Monopilote perforado 130

do

Fig. 92. Sistema mixto dirigido ‐ perfora 130

acket

Fig. 93. Transporte e instalación de un j 131

d

Fig. 94. Instalación e la línea eléctrica 132

Fig. 95. Colocación de la berma de protección antisocavación en “Thornton

Bank” 132

es

Fig. 96. Transporte y montaje de torres de aerogenerador 133 l rotor con las tres palas montadas

Fig. 97. Transporte de 133

Fig. 98. Matriz DAFO 137

XXV

(36)

Capítulo 4

ÍNDICE DE FIGURAS

Fig. 1. Listado de los factores que influyen en una instalación eólica offshore 9

Fig. 2. Esquema de la metodología 10

e alternativas

Fig. 3. Esquema del análisis d 10

Fig. 4. Round 1 Reino Unido 14

Fig. 5. Round 2. Reino Unido 15

Fig. 6. Reino Unido. Round 3 16

iental para parques eólicos marinos en España

Fig. 7. Estudio estratégico amb 17

Fig. 8. Mapa eólico del mundo 18

Ma

Fig. 9. pa europeo de recurso eólico marino 19

Fig. 10. Recurso eólico marino en España a 100 y a 80 metros sobre el nivel del

mar 20

a

Fig. 11. Zonificación batimétrica de la Península Ibéric 22 Fig. 12. Carta náutica de la Zona de Vinaroz (España) 23

Fig. 13. Refuerzo de REE según la planificación 2.007 – 2.016 24 Fig. 14. Esquema del proceso de generación de alternativas 26

iva Fig. 15. Esquema del proceso de análisis de la viabilidad de una alternat 29 Fig. 16. Poligonal y pasillo de evacuación del parque “Greater Gabbard” 30

e

Fig. 17. Aspectos que influyen n la poligonal y del pasillo de evacuación 31 Fig. 18. Aprovechamiento de la superficie con aerogeneradores de distinta

potencia unitaria 32

etros Fig. 19. Montajes visuales de un parque eólico según distintos parám 35

Fig. 20. Resultados de análisis de impacto visual de parques eólicos offshore 36

rns Rev Fig. 21. Restricciones por actividades militares en el entorno de Ho 37

incompatibilidades

Fig. 22. Aspectos que influyen en el análisis de 39 sidad sísmica

Fig. 23. Mapa español de peligro 41

XXVI

Fig. 24. Modelos mesoescalares 44

Fig. 25. Interpretación de los resultados de un perfilador de fondos 47

(37)

Fig. 26. Islas Columbretes. Espacio natural protegido 49 ceanica Fig. 27. Zonificación de superficie europea ocupada por la posidonia o 51

n del bacalao en Reino Unido

Fig. 28. Zonas y periodo de reproducció 51

Fig. 29. Observación de aves acuáticas 52

ión que puede sufrir la biocenosis

Fig. 30. Reconocimiento de la afecc 53

Fig. 31. Boyas de medida de oleaje 55

Fig. 32. Red de medida de oleaje en España 55

Fig. 33. Malla del modelo WAM de predicción de oleaje para la costa

mediterránea 57

Fig. 34. Puntos WANA en el litoral español 57

Fig. 35. Régimen medio anual del oleaje en la boya de Estaca de Bares 59 aca de Bares

Fig. 36. Régimen extremal anual del oleaje en la boya de Est 61 modelo MIKE21 NSW

Fig. 37. Propagación del oleaje con el 62

Fig. 38. Modelo numérico. Corrientes 66

Fig. 39. Configuración en planta del parque eólico “Gwynt y Möhr” 68 bard”

Fig. 40. Configuración en planta de la instalación “Greater Gab 69 uración en planta

Fig. 41. Esquema para determinar la config 69

Fig. 42. Curva de potencia del modelo V90 71

Fig. 43. Certificado de clase del modelo V90 72

Fig. 44. Esquema de conexión eléctrica en corriente alterna con subestación

offshore 75

Fig. 45. Esquema de conexión eléctrica en corriente continua con subestación

offshore 75

Fig. 46. Comparación entre la utilización de corriente alterna y corriente a

continu 76

Fig. 47. Aplicación de un modelo microescalar para determinar el lay out de una

instalación 78

Fig. 48. Esquema del análisis de la rentabilidad del proyecto 80 didad

Fig. 49. Selección de tipo de cimentación en función de la profun 82 Fig. 50. Evolución del ratio €/MW de inversión en Reino Unido 84 Fig. 51. Esquema del Diseño de la Instalación Eólica offshore 85 Fig. 52. Esquema de la mejora de algunas pre‐caracterizaciones 86

XXVII

(38)

XXVIII

Fig. 76. Plano del diseño conceptual de un e 111

Fig. 77. Plano del diseño conceptual de un jacket 112

Fig. 53. Resultados de perfiladores sísmicos, sonar de barrido lateral y ecosonda z

multiha 87

Fig. 54. Realización de sondeos en el emplazamiento de un parque eólico

offshore 89

Fig. 55. CPT 89

Fig. 56. Realización de vibrocorers 91

ición de oleaje

Fig. 57. Boyas de med 92

grafos

Fig. 58. Mareó 92

Fig. 59. ADCP 93

lacer de Meca en el oleaje

Fig. 60. Efecto de un parque eólico situado en P 93 95 Fig. 61. Torre de medición FINO 1 (Alemania)

Fig. 62. Especies marinas encontradas en el entorno del parque eólico offshore

“Burbo” 97

Fig. 63. Distribución de pingüinos basados en observaciones en el parque eólico

“Burbo” 97

Fig. 64. Zonas de ejercicios militares en el Mar del Norte, Bélgica 99 Fig. 65. Fotomontaje de las vistas del parque eólico “Burbo” desde diversos

puntos costeros 101

dinámica

Fig. 66. Posibles afecciones en la litoral 102

Fig. 67. Efecto del parque eólico offshore “Burbo” en el oleaje 103 Fig. 68. Área de influencia de un determinado parque eólico 103 Fig. 69. Área de influencia de un parque eólico offshore y su evolución con el

tiempo 104

Fig. 70. Esquema del diseño de detalle 105

Fig. 71. Instalación de la subestación transformadora offshore en “Thornton

Bank” 106

Fig. 72. Esquema de la conexión eléctrica del parque eólico offshore “North

Hoyle” 106

Fig. 73. Instalación del cable eléctrico submarino 107 Fig. 74. Plano del diseño conceptual de un monopilote 110

ación de gravedad

Fig. 75. Plano del diseño conceptual de una ciment 111 trípod

(39)

Fig. 78. Plano de diseño de la estructura aerogenerador‐cimentación en on

“Thornt Bank” 114

Fig. 79. Diseño de detalle de una cimentación de gravedad en la instalación on

“Thornt Bank” 115

Fig. 80. Croquis de balizas para “North Hoyle” 117 o “Thornton Bank”

Fig. 81. Zona de acopio para el parque eólic 118

Fig. 82. Accidente por fallo de apoyo en un Jackup 118 Fig. 83. Embarcación Jackup para la instalación de los monopilotes 119

XXIX

(40)

XXX

Fig. 26. Locación de perfiles sísmicos, sondeo 36

Fig. 27. Perfil sísmico en ““Thornton Bank”” 37

Capítulo 5

ÍNDICE DE FIGURAS

Fig. 1. Mar Territorial y Zona Exclusiva Económica belga 10

en Bélgica 1

Fig. 2. Área específica para parques eólicos marinos 0 lgas

Fig. 3. Recurso eólico esperado en las aguas be 11 Fig. 4. Batimetría del fondo marino en Bélgica 12 Fig. 5. Distancia a la costa desde la localización de “Thornton Bank” 14

” Fig. 6. Zonas a concurso en la Round 1 y en la Round 2. Parque eólico “Burbo 16

o “Burbo”

Fig. 7. Recurso eólico en la zona seleccionada para el parque eólic 17 ía

Fig. 8. Batimetr en el emplazamiento del parque eólico “Burbo” 18 Fig. 9. Recurso eólico en la zona seleccionada para el parque eólico “London

Array” 20

to de “London Array”

Fig. 10. Batimetría en el emplazamien 21

ns

Fig. 11. Subestación de Slijke 24

Fig. 12. Puerto de Oostende 25

tros de la costa Fig. 13. Simulación de parques eólicos offshore a 18 kilóme 26

en el entorno

Fig. 14. Croquis de las actividades humanas 27

Fig. 15. Actividades militares en el entorno 27

egación

Fig. 16. Zonas cubiertas por el radar utilizado para la nav 28 es

Fig. 17. Tuberías de gas y cables de telecomunicacion 28 ton Bank”

Fig. 18. Poligonal del parque eólico “Thorn 29

Fig. 19. Trazado de la línea de evacuación 30

Fig. 20. Velocidad de viento a 70 metros sobre el nivel medio del mar 32 Fig. 21. Velocidad de viento a 90 metros sobre el nivel medio del mar 32 Fig. 22. Velocidad de viento a 110 metros sobre el nivel medio del mar 33 Fig. 23. Velocidad de viento a 130 metros sobre el nivel medio del mar 33

os sobre el nivel medio del mar

Fig. 24. Velocidad de viento a 150 metr 34

Fig. 25. Batimetría de las aguas belgas 35

s y CPTs disponibles

(41)

XXXI

Fig. 56. Rosa de viento de frecuencias a 62 m de altura en el em 66 Fig. 57. Estructura esquemática del suelo en el emplazamiento 66

Fig. 28. Zonificación de dunas en las aguas belgas 38

Fig. 29. Zonas RAMSAR y NATURA 2000 39

MW

Fig. 30. Curva de potencia del modelo de aerogenerador Repower 5 40 ton Bank”

Fig. 31. Configuración en planta del parque eólico “Thorn 42 ornton Bank”

Fig. 32. Inversión de la primera fase de “Th 44

Fig. 33. Localización de “Egmond aan Zee” 45

azamiento del parque eólico “Egmond aan Zee”

Fig. 34. Batimetría del empl 46

Fig. 35. Puerto de IJmuiden 47

Fig. 36. Simulación de parques eólicos a 8 (arriba) y 18 kilómetros (abajo) de la

costa 48

Fig. 37. Cables de comunicaciones y tuberías que delimitan la poligonal de la

instalación 49

Fig. 38. Tráfico marítimo en los alrededores de “Egmon aan Zee” 49 Fig. 39. Poligonal y pasillo de evacuación de la instalación “Egmon aan Zee” 50 Fig. 40. Rosa de viento. Velocidad en m/s a 70 metros sobre el nivel medio del

mar 51

Fig. 41. Rosa de viento a 21 metros de altura 52

Fig. 42. Velocidad de viento en m/s a 90 metros sobre el nivel del mar 53 Fig. 43. Velocidad de viento en m/s a 120 metros sobre el nivel del mar 53

r

Fig. 44. Velocidad de viento en m/s a 150 metros sobre el nivel del ma 54

Fig. 45. Curva de potencia del aerogenerador de Vestas V90 de 3 MW 55 Fig. 46. Configuración en planta de la instalación “Egmond aan Zee” 57

ión “Egmond aan Zee”

Fig. 47. Trazado del cableado eléctrico de la instalac 58 del parque eólico “Horns Rev”

Fig. 48. Localización 60

Fig. 49. Batimetría 61

Fig. 50. Alternativas para el punto de conexión 61 en tierra para “Horns Rev”

Fig. 51. Punto de conexión 61

Fig. 52. Puerto de Esbjerg 62

Fig. 53. Fotomontaje de la instalación “Horns Rev” 63 Fig. 54. Poligonal y corredor de evacuación de “Horns Rev” 64 Fig. 55. Distribución de velocidades de viento a 62 metros de altura 65

plazamiento

(42)

XXXII

Fig. 83. Esquema de la conexión eléctrica del p 95 Fig. 84. Planos de detalle del diseño eléctrico 95

Fig. 58. Zona RAMSAR 67

Fig. 59. Curva de potencia de la Vestas V80 68

ió 6

Fig. 60. Configurac n en planta de la instalación “Horns Rev” 9 Fig. 61. Campañas de campo de caracterización del terreno dentro de la

l

poligona 72

Fig. 62. Zona a cubrir con levantamiento batimétrico a lo largo del trazado del

cable eléctrico 73

Fig. 63. Interpretación de la geofísica realizada a lo largo del corredor de

evacuación 73

Fig. 64. Sondeos y CPTs a realizar en las posiciones de los aerogenadores 74 Fig. 65. Estudio de dinámica litoral previa a la construcción. Tasas de

rte

transpo 75

ton Bank”

Fig. 66. Tipologías de cimentaciones analizadas para “Thorn 77 entación‐aerogenerador

Fig. 67. Diseño de la estructura cim 78

Fig. 68. Detalle de la cimentación 79

Fig. 69. Actuaciones realizadas en el puerto base de operaciones 79 Fig. 70. Proceso de transporte e instalación de la cimentación en “Thornton

Bank” 80

Fig. 71. Parte del proceso de la instalación de la cimentación en “Thornton

Bank” 80

Fig. 72. Configuración en planta de “Middelgrunden” 82

” desde Amager (2 km)

Fig. 73. Impacto visual de “Middelgrunden 84

Fig. 74. Esquema de la conexión eléctrica 85

elgrunden”

Fig. 75. Tipologías de cimentaciones barajadas para “Midd 86 avedad

Fig. 76. Detalle del diseño de la cimentación de gr 87 Fig. 77. Localización del parque eólico “Beatrice” 88

instalación eólica “Beatrice”

Fig. 78. Batimetría del emplazamiento de la 89

Fig. 79. Imagen del sonar de barrido lateral 90

o “Beatrice”

Fig. 80. Rosas de viento mensuales en el emplazamient 92 Fig. 81. Estadística asociada a la navegación marítima 93 Fig. 82. Zonas desde las que se ve la instalación “Beatrice” 94

arque eólico “Beatrice”

(43)

Fig. 85. Jacket utilizado para la instalación “Beatri 96 ransición

ce”

Fig. 86. Plano de detalle de la pieza de t 97

Fig. 87. Montaje del jacket en el puerto 97

Fig. 88. Montaje del aerogenerador en el puerto 98 Fig. 89. Calendario de montaje del parque eólico “Beatrice” 98

XXXIII

(44)

(45)

LISTA DE TABLAS

XXXV

(46)

Capítulo 2

ÍNDICE DE TABLAS

Tabla 1. Evolución de la potencia eólica instalada en Europa, en MW 36 a por r

Tabla 2. Potencia instalad egiones y países 47 Tabla 3. Parques eólicos offshore en funcionamiento en abril de 2.009 59

XXXVI

(47)

Capítulo 3

ÍNDICE DE TABLAS

Tabla 1. Posibles impactos de una instalación eólica marina sobre los procesos

físicos 56

Tabla 2. Posibles impactos de una instalación eólica marina sobre la fauna y flora

bentónica 57

Tabla 3. Posibles impactos de una instalación eólica marina sobre los recursos pesqueros 58 Tabla 4. Posibles impactos de una instalación eólica marina sobre los mamíferos marinos 59 Tabla 5. Posibles impactos de una instalación eólica marina sobre los animales

oladores 59 v

XXXVII

(48)

XXXVIII

Capítulo 4 ÍNDICE DE TABLAS

Tabla 1. Cuantificación de intereses por legislación e incentivos por países 13 Tabla 2. Matriz para analizar la compatibilidad entre parque eólico y navegación 38

marítima

Tabla 3. Análisis de riesgos de colisión con embarcaciones. Parque eólico offshore

“Burbo” 100

abla 4. Contenido de normativas para el diseño de estructuras 115 T

(49)

(50)

(51)

Capítulo 1

INTRODUCCIÓN, OBJETIVOS,

METODOLOGÍA DE LA INVESTIGACIÓN

Y ESTRUCTURA DEL DOCUMENTO

(52)

(53)

PROPUESTA DE UNA METODOLOGÍA PARA LA IMPLANTACIÓN DE PARQUES EÓLICOS OFFSHORE

~Cap. 1-1 ~

Capítulo 1

INTRODUCCIÓN, OBJETIVOS,

METODOLOGÍA DE LA INVESTIGACIÓN Y ESTRUCTURA DEL DOCUMENTO

1. INTRODUCCIÓN 3

2. OBJETIVOS 7

3. METODOLOGÍA Y PLAN DE TRABAJO 8

4. ESTRUCTURA DEL DOCUMENTO 10

(54)

(55)

~Cap. 1-3 ~

Capítulo 1

INTRODUCCIÓN, OBJETIVOS,

METODOLOGÍA DE LA INVESTIGACIÓN Y ESTRUCTURA DEL DOCUMENTO

1. INTRODUCCIÓN

Desde antiguo, el viento ha sido utilizado como fuente de energía en muchas de las actividades económicas. Tal es el caso de la navegación a vela, el riego, la molienda, etc. (Fernández Díez, 1.993). Aunque ya a finales del S. XIX se diseñó una máquina que puede ser considerada como precursora de los actuales aerogeneradores, el aprovechamiento de la energía eólica en forma de energía eléctrica no empieza a cobrar fuerza hasta 1.973, coincidiendo con la crisis del petróleo (Espejo Martín, 2.004). Más tarde, en 1.997, se acordó el Protocolo de Kyoto, por el cual una serie de países se comprometieron a llevar a cabo determinadas medidas encaminadas a reducir las emisiones de gases de efecto invernadero, entre las cuales destaca la utilización de energías renovables (Naciones Unidas, 1.998). Esto supuso un gran impulso para la energía eólica que es, dentro de las renovables, la que más crecimiento ha experimentado desde entonces.

El desarrollo principal de la energía eólica se ha llevado a cabo, fundamentalmente, mediante la implantación de aerogeneradores en tierra (en adelante, onshore), siendo muy pocos los megavatios (MW) instalados en el mar (en adelante, offshore) dentro de los límites de control económico de los países. De hecho, a principios del año 2.009, de los 120.791 MW eólicos instalados en todo el mundo, sólo unos 1.500 MW correspondían a parques eólicos offshore (www.thewindpower.net, Pág. Web de Wind Power). Esto encuentra su principal justificación en que las instalaciones

(56)

~Cap. 1-4 ~

eólicas offshore están sujetas a costes notablemente superiores y requieren una tecnología más avanzada (Dong-Sheng, 2.008).

Dado que en los últimos años el fuerte crecimiento de la demanda energética mundial está creando dificultades a la hora de cumplir los objetivos de Kyoto (De Jong y Weeda, 2.008), es esencial lograr un incremento del número de MW eólicos instalados. Para conseguirlo es necesario que se lleven a cabo varias acciones principales de manera simultánea, tales como: establecer un marco regulatorio favorable en las zonas en las que aún no existe para estimular la inversión en este tipo de energía, mejorar las instalaciones de la red de transporte de energía eléctrica de manera que se aumente la capacidad de evacuación de ésta, perfeccionar la tecnología de los aerogeneradores para conseguir un mejor aprovechamiento del recurso eólico de manera que zonas en las que actualmente estas instalaciones no son rentables con los incentivos económicos marcados lo sean en un futuro, realizar una mayor inversión económica en I+D+i para lograr aprender de las distintas experiencias, repotenciar las instalaciones en funcionamiento, o lo que es lo mismo, sustituir las máquinas instaladas en parques eólicos ya existentes por otras de mayor potencia y, por último, impulsar la implantación de parques eólicos offshore.

Esta Tesis Doctoral se centra en la última de estas acciones. No obstante, también se abordarán otras de las acciones mencionadas en el párrafo anterior, ya que algunas de ellas guardan una estrecha relación entre sí.

El mercado eólico offshore es prácticamente incipiente ya que, aunque la instalación eólica offshore más antigua aún en operación data del año 1.991 - Parque Eólico “Vindeby”, situado en Dinamarca - (Manzanas Ochagavia, 2.007), la mayor parte de los parques eólicos offshore construidos hasta el momento no han sido más que proyectos aislados (Hasager, Peña, Mikkelsen, Courtney, Antoniou, Gryning, Hansen y Sørensen, 2.007), mucho de ellos con fines experimentales, no llegando a haberse establecido aún una estrategia de implantación y gestión definida para este tipo de proyectos.

(57)

~Cap. 1-5 ~

Se ha producido en algunos países, en fechas muy recientes, un importante empuje favoreciendo la inversión en esta tecnología. A la cabeza del actual desarrollo están Reino Unido, Dinamarca, Holanda, Suecia y Alemania, seguidos de lejos por un numeroso grupo de países. España puede considerarse encuadrada dentro de este último grupo, manifestándose, en el año 2.007, tras la publicación del Real Decreto 1.028/2.007, de 20 de julio, por el que se establece el procedimiento administrativo para la tramitación de las solicitudes de autorización de instalaciones de generación eléctrica en el mar territorial (BOE, 2.007), una posición optimista por parte de las empresas promotoras. Sin embargo, el retraso que se ha venido produciendo en la publicación del Estudio Estratégico Ambiental y de la Caracterización de las Áreas Eólicas Marinas iniciadas previamente por las propias empresas promotoras (www.mityc.es, Pág. Web del Ministerio de Industria, Turismo y Comercio en España), documentos de carácter básico para el procedimiento de iniciación del proceso de implantación, ha causado una desilusión manifiesta en muchos de los agentes involucrados en el sector, lo que se pudo apreciar en la Conferencia sobre Parques Eólicos Marinos que tuvo lugar en Madrid el día 4 de noviembre de 2.008.

La situación actual de la energía eólica offshore, expuesta de una manera muy resumida en los párrafos anteriores, induce a pensar que sería muy conveniente que existiera una metodología explícita que permitiese una visión integral de todos los procesos involucrados en el diseño de un parque eólico offshore. Tras una ardua búsqueda inicial y la extensa revisión bibliográfica posterior, y hasta donde se ha podido llegar en esta investigación, no se ha encontrado una metodología de dicha naturaleza. No obstante sí se han hallado análisis parciales de diversos

Aún así, pudo entreverse en el mismo foro la elevada probabilidad de que la eólica offshore siga adelante en España, aunque a un ritmo más lento de lo esperado tras la publicación del citado Real Decreto. De hecho, no ha sido hasta abril de 2009, en los días previos a la entrega de este trabajo de investigación – mayo de 2009 – cuando por fin ha sido aprobado uno de los documentos básicos previamente mencionados: el Estudio Estratégico Ambiental.

(58)

~Cap. 1-6 ~

aspectos específicos del diseño, muchos de ellos enfocados al diseño de las distintas estructuras (DNV – Det Norske Veritas –, 2.007, Van der Tempel, 2.006).

Asimismo, existen estudios específicos orientados al recurso eólico (Lange, Højstrup y Barthelmie, 2.006), al medio ambiente (Clermont Edrén, Teilmann, Dietz y Carstensen, 2.004), a la construcción, operación y mantenimiento de la instalación (Van Bussel y Bierbooms, 2.003), al análisis de la rentabilidad económica del proyecto (Olea, 2.008), etc.

Lograr una perspectiva global es esencial en cualquier proyecto y lo es por tanto en uno de energía eólica marina. La comprensión razonable de un proyecto de aprovechamiento de la energía eólica en el mar requiere de la previa comprensión, por una parte, del fenómeno eólico y, por otra, del medio marino, lo que dificulta encontrar profesionales cualificados para abordar el problema en su conjunto ya que, por un lado, los profesionales del mercado eólico no suelen estar habituados a los requerimientos de los trabajos en el mar y, por otro, los que están familiarizados con el ámbito marítimo no suelen estarlo con los fundamentos del mercado eólico.

De no haber encontrado una metodología que permita una visión integral del proyecto eólico offshore y de la dificultad de encontrar profesionales familiarizados con ambas materias se desprende la necesidad de plantear una propuesta metodológica de modo que se aúnen en ella ambos conocimientos, eólico y marítimo, circunstancia ante la que surge esta Tesis Doctoral.

Esta necesidad se detecta en los diversos agentes involucrados en el sector: las empresas promotoras de parques eólicos offshore, los Organismos de la Administración responsables de la tramitación de estas instalaciones, las ingenierías que forman parte de la cadena de diseño de la instalación, pero que, por su especialización, tienen solamente una visión parcial del proyecto, los centros educativos, etc.